ИТК.18.02.09.122.КП.ПЗ Лист 3 ИТК.18.02.09.122.КП.ПЗ Лист 4 Содержание Введение...................................................................................................................... 6 1. Теоретический раздел .......................................................................................... 7 1.1 Подготовка нефти к переработке .................................................................... 7 1.1.1 Методы обессоливания и обезвоживания нефти ..................................... 8 1.1.2 Оборудование обезвоживания и обессоливания нефти........................ 10 1.2 Классификация установок первичной перегонки нефти ............................ 16 1.3 Промышленная перегонка нефти на промышленных установках ............ 18 1.4 Продукты первичной перегонки нефти ........................................................ 21 2 Технологический раздел....................................................................................... 24 2.1 Выбор и обоснование технологической схемы ........................................... 24 2.2 Описание технологической схемы ................................................................ 24 2.3 Характеристика сырья, вспомогательных материалов, реагентов, готовой продукции ....................................................................................................... 27 2.4 Материальный расчет производства ............................................................. 35 Заключение ............................................................................................................... 41 Список использованных источников ..................................................................... 42 Приложение А. Кривая ИТК Краснокамышанской нефти .................................. 43 Приложение Б. Гистограммы перекрывания фракций ........................................ 44 ИТК.18.02.09.122.КП.ПЗ Лист 5 Введение Технологические установки перегонки нефти предназначены для разделения нефти на фракции для последующей переработки или применения их в качестве компонентов товарных нефтепродуктов. Они являются базовыми установками всех НПЗ. С их помощью получают практически все компоненты моторных топлив, смазочных масел, сырье для вторичных процессов и для нефтехимических производств. От работы этих установок зависят ассортимент и качество получаемых компонентов и технико-экономические показатели последующих процессов переработки полученных фракций. Процессы перегонки нефти осуществляют на атмосферных трубчатых (AT) и вакуумных трубчатых (ВТ) или атмосферно-вакуумных трубчатых (ABT) установках. Установки АВТ обычно эксплуатируются в сочетании с установками подготовки нефти к переработке (обезвоживание и обессоливание на ЭЛОУ). А также применяются установки вторичной перегонки бензина для получения более узких бензиновых фракций. Установка ЭЛОУ-АВТ (атмосферно-вакуумная трубчатка) предназначена для первичной переработки нефти методом многократного (двух- и трехкратного) испарения. При первичной переработке нефти используются физические процессы испарения и конденсации нефтяных фракций, в то время как вторичные процессы основываются в целом на деструктивных методах переработки. Еще более ощутимые экономические преимущества достигаются при сочетании АВТ с другими технологическими процессами, например, с газофракционированием, гидроочисткой топливных и газойлевых фракций, каталитическим риформингом, каталитическим крекингом, очисткой масляных фракций и т. д. ИТК.18.02.09.122.КП.ПЗ Лист 6 1. Теоретический раздел 1.1 Подготовка нефти к переработке Сырая нефть содержит растворенные в ней газы, называемые попутными, воду, минеральные соли, различные механические примеси. Подготовка нефти к переработке сводится к выделению из нее этих включений и нейтрализации химически активных примесей. Выделение из нефти попутных газов производится в газоотделителях путем уменьшения растворимости газов за счет снижения давления. Затем газы направляются для дальнейшей переработки на газобензиновый завод, где из них извлекают газовый бензин, этан, пропан, бутан. В специальных подогревателях выделяют из нефти легкие бензиновые фракции, а затем, добавив деэмульгатор, направляют в отстойные резервуары. Здесь происходит освобождение нефти от песка и глины и обезвоживание. Более качественным способом разрушения эмульсий и удаления воды является электрический способ, заключающийся в пропускании нефти между электродами, включенными в цепь переменного электрического тока высокого напряжения (30…45 тыс. В). При обезвоживании нефти происходит и удаление значительной части солей (обессоливание). Установки, служащие для удаления солей из нефти способом, сочетающим термохимическое отстаивание с обработкой эмульсии в электрическом поле, называются электрообессоливающими (ЭЛОУ). Присутствующие в нефти химические активные примеси в виде серы, сероводорода, солей, кислот нейтрализуются с помощью растворов щелочей или аммиака. Этот процесс, имеющий целью предотвращение коррозии аппаратуры, называется защелачиванием нефти. Кроме того, подготовка нефти к переработке включает сортировку и смешение нефтей для получения более равномерного по составу сырья[1]. ИТК.18.02.09.122.КП.ПЗ Лист 7 1.1.1 Методы обессоливания и обезвоживания нефти Обезвоживание и обессоливание нефти – взаимосвязанный процесс, так как основная масса солей находится в пластовой воде и удаление воды приводит к обессоливанию нефти. Для обезвоживания и обессоливания нефти используют следующие методы: гравитационный, термический, химический, электрический и комбинированный. Выбор метода зависит от состава, физико-химических свойств нефти, процентного содержания воды, прочности оболочек водно-нефтяной эмульсий, дебита скважин и т.д. Гравитационное холодное отстаивание проводят: с периодическим режимом в резервуарах (рисунок 1.1); в отстойниках непрерывного действия и трубных водоотделителях (рисунок 1.2). Холодное гравитационное отстаивание без подогрева водно-нефтяной эмульсий и без применения деэмульгаторов используется редко и только на первой ступени обезвоживания нефти. На месторождениях с большим содержанием воды в нефти для предварительного сброса воды применяют трубные водоотделители (ТВО), представляющие собой наклонные трубы большого диаметра с комплексом технологических трубопроводов. Диаметр и длина ТВО определяется в зависимости от производительности и обводнённости нефти. Рисунок 1.1 - Гравитационное холодное отстаивание с периодическим режимом ИТК.18.02.09.122.КП.ПЗ Лист 8 а – горизонтальный; б – вертикальный; в – наклонный; г – конический Рисунок 1.2 - Отстойники для гравитационного холодного отстаивания непрерывного действия Термическое обезвоживание нефти. При повышении температуры водно-нефтяной эмульсии до 50…100 °С снижается прочность оболочки на поверхности частицы воды, что облегчает слияние глобул (капель) воды. При этом увеличивается скорость оседания частиц при отстаивании. Нагрев нефти осуществляется в теплообменниках или печах перед отстойниками или непосредственно в установках-деэмульсаторах. Химическое обезвоживание нефти. Этот метод основан на разрушении эмульсий при помощи химических реагентов-деэмульсаторов, которые подаются в нефтесборный трубопровод, отстойник или в резервуар. В качестве деэмульсаторов используют поверхностные активные вещества (ПАВ) (дипроксамин, проксамин, дисолван, сепарол, полиакриламид и др.) в количестве от 5 до 60 г на 1т нефти. При этом деэмульгатор должен: а) быть высокоактивным при малых удельных его расходах; б) быть дешёвым и транспортабельным; в) хорошо растворяться в воде или нефти; г) не ухудшать качества нефти; д) не менять свойств при изменении температуры. ИТК.18.02.09.122.КП.ПЗ Лист 9 Эффект деэмульсации зависит от интенсивности перемешивания деэмульгатора с эмульсией и температуры смешивания. Деэмульгатор подаётся с помощью дозировочного насоса. Электрическое обезвоживание и обессоливание нефти. При прохождении эмульсии через электрическое поле капли воды и солей стремятся к электродам. Происходит разрушение адсорбированных оболочек капель, что облегчает их слияние при столкновениях и увеличивает скорость деэмульсации. Такие установки называют электродегидраторами. Работают они при частоте 50Гц и напряжении на электродах 10…45 кВ. Комбинированные методы обезвоживания нефти. В сочетании с гравитационным отстаиванием применяют различные комбинации методов обезвоживания нефти, например: термическое и химическое, термическое и электрическое[2]. 1.1.2 Оборудование обезвоживания и обессоливания нефти Отстойники. Предназначены для отстоя нефтяных эмульсий, разделения их на нефть и пластовую воду. В основном используются горизонтальные отстойники: ОГ-200; ОГ-200С; ОВД-200 и ОБН-3000/6 и др. Условное обозначение: ОГ – отстойник горизонтальный; 200- объём в м3; ОВД – отстойник с вертикальным движением жидкости; ОБН – отстойник блочный нефтяной; 3000 – пропускная способность в м3/сут.; 6 – рабочее давление в кгс/см2. В настоящее время отечественной и зарубежной промышленностью предлагается большой ассортимент подобного оборудования с пропускной способностью до 1900м3/сут. И более для работы с любым составом продукции скважины по воде, газу, нефти и т.д. Отстойники, применяемые на термохимических обезвоживающих установках, должны обеспечить на выходе из аппарата остаточное содержание воды в нефти не более 1%, и соответственно остаточное содержание солей и механических примесей в товарной нефти не должно превышать от 100 до ИТК.18.02.09.122.КП.ПЗ Лист 10 1800 мг/л, или 0,05 %. Требования к качеству пластовых вод, дренируемых из аппаратов обезвоживания и обессоливания нефти, не предъявляются. 1 – сепарационный отсек; 2 – сборник нефти; 3 – отстойный отсек; 4 – регулятор уровня нефть-вода; 5 – козырьки; 6 – распределитель эмульсии; I – эмульсия; II – газ; III – нефть; IV – вода. Рисунок 1.3 - Схема горизонтального отстойника Иногда при обработке нефти на ступени обезвоживания необходимо отделить свободный газ, выделившийся при нагревании нефти и некотором снижении общего давления в системе. Для отделения газа из нагретой нефтяной эмульсии перед отстойниками устанавливают специальные сепараторы или же предусмотрен отбор газа непосредственно из отстойника. Конструктивно горизонтальный отстойник (рисунок 1.3) представляет собой горизонтальную цилиндрическую ёмкость, в которой установлена перегородка, разделяющая на два отсека: сепарационный и отстойный, которые сообщаются с помощью двух коллекторов-распределителей, расположенных в нижней части корпуса. В верхней части сепарационного отсека установлены распределитель эмульсии со сливными полками и сепаратор газа. В нижней части отстойного отсека расположены два трубчатых перфорированных коллектора. В верхней – четыре сборника нефти, соединённых со штуцерами вывода нефти из аппарата. Отстойник оснащён приборами контроля за параметрами технологического процесса, регуляторами уровня раздела фаз, предохранительной и запорной арматурой. ИТК.18.02.09.122.КП.ПЗ Лист 11 Подогретая нефтяная эмульсия с введённым реагентом-деэмульгатором поступает в распределитель эмульсии сепарационного отсека и по сливным полкам корпуса стекает в нижнюю часть отсека. Газ, выделившийся из нефти в результате её нагрева и снижения давления, проходит через сепаратор и при помощи регулятора уровня нефть-газ отводится в газосборный трубопровод. Нефтяная эмульсия из сепарационного отсека поступает в отстойный по двум перфорированным коллекторам. Поднимаясь в верхнюю часть отсека, происходит разделение нефти и пластовой воды. Обезвоженная нефть поступает в сборный коллектор и выводится из аппарата. Отделившаяся от нефти вода через переливные устройства поступает в водосборную камеру и с помощью регулятора уровня пластовая вода-нефть сбрасывается в систему подготовки дренажных вод. 1 – распределитель эмульсии; 2 – отбойник; 3 – сборник нефти; 4 – сборник воды; I – эмульсия; II – нефть; III – вода. Рисунок 1.4 - Отстойник с вертикальным движением потока нефти Отстойник с вертикальным движением нефти, представленный на рисунке 1.4, предназначен для разделения водно-нефтяных эмульсий при больших удельных нагрузках и необходимости получения нефти высокого качества, особенно при небольших разностях плотностей нефти и воды. Главным элементом отстойника является низконапорное входное распределительное устройство, состоящее из двух поперечных коллекторов с 16 ИТК.18.02.09.122.КП.ПЗ Лист 12 перфорированными трубами (по четыре в ряд) и отбойными устройствами под ними. I – эмульсия; II – нефть; III – вода. Рисунок 1.5 - Отстойник с горизонтальным движением нефти Отстойники с горизонтальным движением нефти (рисунок 1.5) предназначен для разделения расслаивающихся потоков крупнодисперсных водно-нефтяных эмульсий в случае возможного выделения некоторого количества газа. Для термохимического обезвоживания нефти широко используют оборудование с подогревательными устройствами, установленными в корпус отстойника. Такое оборудование называют деэмульсаторами. Вертикальные деэмульсаторы применяются при подготовке нефти на промыслах при обустройстве мелких месторождений и отдельных раздробленных участков. Они имеют преимущества, когда есть ограничения по площади при размещении оборудования (морские месторождения, болотистые районы, районы вечной мерзлоты и т.д.). Ряд зарубежных фирм выпускает большой ассортимент вертикальных деэмульсаторов, отличающихся компоновкой, размерами, числом и типов нагревателей. ИТК.18.02.09.122.КП.ПЗ Лист 13 1 – дымовая труба; 2 – змеевик для подогрева топливного газа; 3, 4 – газосепараторы; 5 – сборник нефти; 6 – козырьки; 7 – патрубок; 8 – распределитель эмульсии; 9 – теплообменный кожух; 10 – жаровая труба; 11 – фланец; 12 – горелочное устройство; I – эмульсия; II – газ; III – нефть; IV – вода Рисунок 1.6 - Деэмульсатор Горизонтальные деэмульсаторы позволяют производить сепарацию эмульсии в отсеке нагрева с помощью теплообменного кожуха или гидроциклонного ввода. Деэмульсаторы выпускаются объёмом корпуса 50…160 м3, производительность достигает 3000 м3/сут. Распределение эмульсии в отсеке отстоя происходит с помощью сеток или коалесцирующих насадок. В нашей стране выпускаются блочные автоматизированные деэмульсаторы: ДГ-1600, «Тайфун 1-400», УДО-3 и др. На рисунке 1.6 показана принципиальная схема деэмульсатора. С торцевой части нагревателя вмонтированы две U-образные жаровые трубы 10, которые помещены в специальный кожух-оболочку 9, выполняющий роль теплообменника. Водно-нефтяная эмульсия, предварительно нагретая в этом теплообменнике, поступает через нижние прорези в отсек нагрева, где омывая жаровую трубу, нагревается до заданной температуры. Нагретая обводнённая нефть через отверстие в перегородке переливается в зону отстоя и с помощью распределительного устройства 8 с козырьками 6направляется через слой отделившейся воды ко всему объёму отстойной зоны. ИТК.18.02.09.122.КП.ПЗ Лист 14 Обезвоженная нефть, поднимаясь, попадает в сборник чистой нефти 5 и оттуда по специальным вертикальным отводам через разгрузочный клапан выводится из аппарата. Газ, выделившийся в зоне нагрева, поступает в сепаратор 3 и затем через гидрозатвор попадает в отсек отстоя, где вместе с газом, дополнительно выделившимся из нефти, через сепаратор 4 отводится с установки через регулятор давления. Вода из аппарата выводится через патрубок 7, вмонтированный в нижней образующей аппарата. Для электрического обезвоживания и обессоливания нефти используются электродегидраторы (рисунок 1.7). 1 – распределитель эмульсии; 2 – электроды; 3 – сборник нефти; 4 – подвесной изолятор; 5 – высоковольтный трансформатор; 6 – реактивная катушка; I – ввод эмульсии; II – нефть; III – вода Рисунок 1.7 - Схема электродегидратора Электродегидратор представляет собой отстойник с вертикальным движением нефти с вводом двух горизонтальных электродов, на которое подаётся регулируемое напряжение до 44 кВ. Пропускная способность электродегидратора по сырью составляет 12000 м3/сут. Распространение получили горизонтальные электродегидраторы с нижним вводом сырья.На нефтеперерабатывающих заводах,кроме этих основных аппаратов, используют и электродегидраторы, имеющие комбинированный ввод эмульсии, т.е в слой дренажной воды и в межэлектродную зону[2]. ИТК.18.02.09.122.КП.ПЗ Лист 15 1.2 Классификация установок первичной перегонки нефти Технологические схемы установок первичной перегонки нефти обычно выбираются для определенного варианта переработки нефти: - топливного, - топливно-масляного. При неглубокой переработке нефти по топливному варианту перегонка ее осуществляется на установках АТ (атмосферных трубчатках); при глубокой переработке – на установках АВТ (атмосферно-вакуумных трубчатках) топливного варианта и при переработке по масляному варианту – на установках АВТ масляного варианта. В зависимости от варианта переработки нефти получают различный ассортимент топливных и масляных фракций, а на установках АТ при неглубоком топливном варианте получают компоненты моторных топлив и в остатке мазут (котельное топливо). По глубокому топливному варианту на атмосферном блоке получают бензиновые, керосиновые и дизельные фракции, а мазут подвергают дальнейшей переработке на блоках вакуумной перегонки с выделением широкой дистиллятной фракции и гудрона с последующим их крекированием. При топливно-масляном варианте переработки нефти и наличии на заводе установок каталитического крекинга и АВТ большой единичной мощности целесообразно использование комбинированной технологической схемы установки первичной перегонки нефти, обеспечивающей одновременное или раздельное получение из нефти наряду с топливными фракциями широкой и узких масляных фракций. Принципиальные технологические схемы таких установок приведены на рис. По данной схеме переработка нефти осуществляется в три ступени: атмосферная перегонка с получением топливных фракций и мазута, вакуумная перегонка мазута с получением узких масляных фракций и гудрона и вакуумная перегонка смеси мазута и гудрона, или с получением широкой масляной фракции и утяжеленного остатка, используемого для производства гудрона. ИТК.18.02.09.122.КП.ПЗ Лист 16 1 — атмосферная колонна; 2 — отпарная секция; 3 — вакуумная колонна; I — нефть; II — легкий бензин; III — углеводородный газ; IV — тяжелый бензин; V — водяной пар; VI — керосин; VII—легкое дизельное топливо; VIII—тяжелое дизельное топливо; IX— мазут; X—неконденсируемые газы и водяной пар в вакуумсоздающую систему; XI— широкая масляная фракция; XII— гудрон; XIII — легкий масляный дистиллят; XIV—средний масляный дистиллят; XV— тяжелый масляный дистиллят Рисунок 1.8 — Принципиальные схемы установок первичной перегонки нефти по топливному варианту неглубокой переработки АТ (а), топливному варианту глубокой переработки АВТ (б) и топливно-масляному варианту (в) Применение двух ступеней вакуумной перегонки с одновременным или раздельным получением широкой и узких масляных фракций придает установкам АВТ значительную технологическую гибкость. Установка АВТ, комбинированная с обезвоживанием и обессоливанием нефти, с двухступенчатой вакуумной перегонкой показана на рисунке 1.9[3]. ИТК.18.02.09.122.КП.ПЗ Лист 17 1 — электродегидратор; 2 — колонна стабилизации; 3—атмосферная колонна; 4 — отпарная секция; 5 — вакуумная колонна I ступени; 6 — вакуумная колонна II ступени; I — нефть; II — легкий стабильный бензин; III — сжиженный газ; IV —углеводородный газ; V — тяжелый бензин; VI — водяной пар; VII — керосин; VIII- легкое дизельное топливо; IX — тяжелое дизельное топливо; X — легкий вакуумный газойль; XI — неконденсируемые газы и водяной пар в вакуумсоздаюшую систему; XII — легкий масляный дистиллят; XIII — средний масляный дистиллят; XIV — тяжелый масляный дистиллят; XV— гудрон (на деасфальтизацию); XVI — широкая масляная фракция; XVII — утяжеленный гудрон (асфальт) Рисунок 1.9 — Комбинированная схема установки ЭЛОУ-АВТ 1.3 Промышленная перегонка нефти на промышленных установках Подготовленная на ЭЛОУ нефть после удаления солей и воды поступает на установки первичной перегонки для разделения на дистиллятные фракции, мазут и гудрон. Полученные фракции и остаток, как правило, не соответствуют требованиям ГОСТ на товарные н/п, поэтому для их облагораживания, ИТК.18.02.09.122.КП.ПЗ Лист 18 а также углубления переработки нефти продукты, полученные на установках АТ и АВТ, используются в качестве сырья вторичных (деструктивных) процессов. Технология первичной перегонки нефти имеет целый ряд принципиальных особенностей, обусловленных природой сырья и требованиями к получаемым продуктам. Нефть как сырье для перегонки обладает следующими свойствами: - имеет непрерывный характер выкипания, - невысокую термическую стабильность тяжелых фракций и остатков, содержащих значительное количество сложных малолетучихсмолистоасфальтеновых и серо-, азот- и металлоорганических соединений, резко ухудшающих эксплуатационные свойства н/п и затрудняющих последующую их переработку. Поскольку температура термической стабильности тяжелых фракций примерно соответствует температурной границе деления нефти между дизельным топливом и мазутом по кривой ИТК, первичную перегонку нефти до мазута проводят обычно при атмосферном давлении, а перегонку мазута в вакууме. Также этот выбор обусловлен не только термической стабильностью тяжелых фракций нефти, но и технико-экономическими показателями процесса разделения в целом. В некоторых случаях температурная граница деления нефти определяется требованиями к качеству остатка, так, например, при перегонке нефти с получением котельного топлива температурная граница деления проходит около 300 0С, т.е. примерно половина фракции дизельного топлива отбирается с мазутом для получения котельного топлива[5]. В последние годы для расширения ресурсов дизельного топлива, а также сырья каталитического крекинга – наиболее важного и освоенного процесса, углубляющего переработку нефти – на установках АТ и АВТ осуществляется все более глубокий отбор дизельной фракции и вакуумного газойля соответственно, а для получения котельного топлива заданной вязкости используется процесс висбрекинга тяжелого остатка вакуумной перегонки. Таким образом, вопрос обоснования и выбора температурной границы деления нефти ИТК.18.02.09.122.КП.ПЗ Лист 19 зависит от вариантов технологических схем переработки мазута и вариантов переработки нефти в целом. Обычно перегонку нефти и мазута ведут соответственно при атмосферном давлении и в вакууме при максимальной (без крекинга) температуре нагрева сырья с отпариванием легких фракций водяных паром. Сложный состав остатков перегонки требует также организации четкого отделения от них дистиллятных фракций, в том числе и высокоэффективной сепарации фаз при однократном испарении сырья. Для этого устанавливают отбойные элементы, что и позволяет избежать уноса капель паровым потоком. 1 — секция питания; 2 — сепарационная секция; 3 — сложная колонна; 4 — боковые отпарные секции; 5 — нижняя отпарная секция; I—нефть; II — дистиллятные фракции; III — водяной пар; IV — затемненный продукт; V — мазут; VI — гудрон; VII — вода; F — питание; Fn, Fm — количество флегмы и парового потока соответственно; Дi — сумма дистиллятов Рисунок 1.10 — Принципиальные схемы атмосферной колонны для перегонки нефти (а) и вакуумной колонны для перегонки мазута (б) Нефть, нагретая в печи, поступает в секцию питания 1 сложной колонны 3, где происходит однократное ее испарение с отделением в сепарационной секции 2 паров дистиллятной фракции от мазута. Пары, поднимаясь из секции питания навстречу флегме орошения, разделяются ректификацией на ИТК.18.02.09.122.КП.ПЗ Лист 20 целевые фракции, а из мазута за счет отпаривания водяным паром в нижней отпарной секции 5 выделяются легкокипящие фракции. Отпаривание легкокипящих фракций боковых погонов производят в боковых отпарных секциях (колоннах) 4 водяным паром или «глухим» подогревом. Орошение в сложной колонне 3 создается конденсацией паров в верху колонны и в промежуточных ее сечениях. Аналогичным образом организуется и процесс разделения мазута в вакуумной колонне[6]. Эффективная сепарация фаз в секции питания сложной колонны достигается установкой специальных сепараторов жидкости и промывкой потока паров стекающей жидкостью. Для этого режим работы колонны подбирают таким образом, чтобы с нижней сепарационной секции сложной колонны в нижнюю отпарную секцию стекала флегма Fn, количество которой обусловлено определенным избытком однократного испарения. Если принять расход избытка однократного испарения равным Fn = (0,05…0,07)F, то доля отгона сырья должна быть на величину Fn больше отбора дистиллятной фракции. При правильной организации промывки отбойников и сепарации фаз после однократного испарения тяжелая дистиллятная фракция содержит незначительное количество смолистоасфальтеновых, сернистых и металлоорганических соединений. Используемые в промышленности ректификационные колонны позволяют обеспечить требуемую степень разделения дистиллятных фракций при оптимальных затратах тепла, необходимого для таких энергоемких процессов, как первичная перегонка нефти и мазута[7]. 1.4 Продукты первичной перегонки нефти В зависимости от состава нефти, варианта ее переработки и особых требований к топливным и масляным фракциям состав продуктов установок первичной перегонки нефти может быть различным. Так, при переработке типовых восточных нефтей получают следующие фракции (с условными пределами выкипания по преимущественному содержанию целевых компонентов): ИТК.18.02.09.122.КП.ПЗ Лист 21 бензиновые н.к. … 140 (180) °С, керосиновые 140 (180)…240 °С, дизельные 240…350 °С, вакуумный дистиллят (газойль) 350…490 °С (500 °С) или узкие вакуумные масляные погоны 350…400, 400…450 и 450…500 °С, тяжелый остаток > 500 °С — гудрон. Выход топливных и масляных фракций зависит в первую очередь от состава нефти, т. е. от потенциального содержания целевых фракций в нефтях. Рассмотрим направления использования продуктов первичной перегонки нефти и мазута. Углеводородный газ состоит в основном из пропана и бутана. Пропанбутановая фракция используется как сырье газофракционирующей установки для выделения из нее индивидуальных углеводородов, получения бытового топлива. В зависимости от технологического режима и аппаратурного оформления первичной перегонки нефти пропан-бута-новая фракция может получаться в сжиженном или газообразном состоянии. Бензиновая фракция н.к. …180 °С используется как сырье установки вторичной перегонки бензинов (вторичной ректификации). Керосиновая фракция 120…240 °С после очистки или облагораживания используется как реактивное топливо; фракция 150…300 °С - как осветительный керосин или компонент дизельного топлива. Фракция дизельного топлива 180…350 °С после очистки используется в качестве дизельного топлива; возможно получение компонентов легкого (зимнего) и тяжелого (летнего) дизельного топлива соответствующего фракционного состава, например 180…240 и 240…350 °С. Фракция 200…220 °С парафинистых нефтей используется как сырье для производства жидких парафинов — основы для получения синтетических моющих средств. Атмосферный газойль 330…360 °С — затемненный продукт, получается на установке АВТ, работающей по топливному варианту; используется в смеси с вакуумным газойлем в качестве сырья установки каталитического крекинга. ИТК.18.02.09.122.КП.ПЗ Лист 22 Мазут — остаток первичной перегонки нефти; облегченный мазут (выше 330 °С) может использоваться в качестве котельного топлива, утяжеленный мазут (> 360 °С) - как сырье для последующей переработки на масляные фракции до гудрона. В настоящее время мазут может использоваться также как сырье установок каталитического крекинга или гидрокрекинга (ранее применялся в качестве сырья установок термического крекинга). Широкая масляная фракция (вакуумный газойль) 350…500 °С или 350… 550 °С используется как сырье установки каталитического крекинга и гидрокрекинга. Узкие масляные фракции 350…400, 400…450 и 450…500 °С после соответствующей очистки от сернистых соединений, полициклических ароматических и нормальных парафиновых углеводородов используются для производства смазочных масел. Гудрон — остаток вакуумной перегонки мазута — подвергается дальнейшей переработке с целью получения остаточных масел, кокса и (или) битума, а также котельного топлива путем снижения вязкости на установках висбрекинга[8]. ИТК.18.02.09.122.КП.ПЗ Лист 23 2 Технологический раздел 2.1 Выбор и обоснование технологической схемы Технологическая схема установки ЭЛОУ-АВТ должна обеспечивать получение выбранного ассортимента продуктов из заданного сырья наиболее экономичным путем. При выборе способа производства необходимо определять: оптимальную мощность установки, возможность и целесообразность комбинирования с другими установками, оптимальную схему отдельных блоков установки, схему размещения оборудования на территории установки. Выбранная схема должна обеспечивать большую глубину отбора, четкость фракционирования, гибкость процесса, большой межремонтный пробег и высокие технико-экономические показатели. При составлении схемы следует учитывать и применять самые прогрессивные решения. Наиболее целесообразным способом переработки данной нефти будет переработка нефти по трехколонному варианту с отбензинивающей колонной. 2.2 Описание технологической схемы Установка включает оборудование одной технологической линии: блок подогрева и подготовки сырья, блок предварительной ректификации, блок основной ректификации, блок вакуумной ректификации. Технологическая схема установки представлена в графической части курсового проекта (лист ИТК.18.02.09.122.КП.ТС). Поток нефти, поступающей из резервуарного парка с температурой 20 °С смешивается с деэмульгатором и насосом Н-1.1/Н-1.2 двумя потоками прокачивается через сеть рекуперативных теплообменников Т-1…Т-4, где нагревается до 100 °С. Затем поток нефти, смешиваясь с 2-% раствором щелочи, нефтью из емкостей Е-6 и Е-7, прокачиваемой насосами Н-13.1/Н-13.2 и Н14.1/Н-14.2 соответственно, и водой из Е-7, подаваемой насосом Н-15.1/Н-15.2, поступает в электродегидратор первой ступени ЭД-1. Частично обессоленная нефть смешивается со свежей промывочной водой, прокачиваемой насосом Н- ИТК.18.02.09.122.КП.ПЗ Лист 24 16.1/Н-16.2 через теплообменник Т-8, и направляется в электродегидратор второй ступени ЭД-2. Сточная вода из емкостей Е-6 и Е-7 насосом Н-17.1/Н17.2 прокачивается на охлаждение в теплообменник Т-8 и выводится с установки. После блока ЭЛОУ нефть двумя потоками проходит через теплообменники Т-5…Т-7, откуда с температурой 220 °С поступает в отбензинивающую колонну К-1. Продуктами колонны К-1 являются отбензиненная нефть и легкая бензиновая фракция. Для обогрева низа колонны К-1 предусмотрена «горячая струя» отбензиненной нефти. Пары с верха колонны К-1 охлаждаются и конденсируются в аппарате воздушного охлаждения АВО-1 и холодильнике Х-1, далее с температурой 40 °С поступают в емкость орошения Е-1. Часть легкой бензиновой фракции из сепаратора Е-1 насосом Н-2.1/Н-2.2 подается на орошение колонны К-1, остальное отводится с установки. Газ из сепаратора Е1 отводится в топливную сеть, вода – в канализацию. Отбензиненная нефть из куба колонны К-1 насосом Н-3.1/Н-3.2 прокачивается через печь П-1, где нагревается до 355 °С и поступает на питательную тарелку атмосферной колонны К-2. Колонна К-2 предназначена для получения тяжелой бензиновой фракции, керосиновой фракции, дизельной фракции и мазута. Под нижнюю тарелку подается перегретый водяной пар в количестве 3,0 % на сырье. Пары с верха колонны К-2 охлаждаются и конденсируются в аппарате воздушного охлаждения АВО-2 и холодильнике Х-2, затем с температурой 40 °С поступают в емкость орошения Е-2, где от бензиновой фракции отделяется вода и газ. Часть тяжелой бензиновой фракции из сепаратора Е-2 насосом Н-4.1/Н-4.2 подается на орошение колонны К-2, остальное отводится с установки. Газ из сепаратора Е-2 отводится в топливную сеть, вода – в канализацию. Жидкая фаза с тарелки поступает в керосиновый стриппинг К-4 на верхнюю тарелку. Под нижнюю тарелку керосинового стриппинга К-4 подается перегретый водяной пар в количестве 2,0 % масс. С нижней части керосинового стриппинга отводится керосиновая фракция, которая насосом Н-5.1/Н5.2 прокачивается через теплообменник Т-1, холодильник Х-3, в результате ИТК.18.02.09.122.КП.ПЗ Лист 25 чего ее температура снижается до 40 °С. Жидкая фаза поступает в дизельный стриппинг К-5 на верхнюю тарелку. Под нижнюю тарелку дизельного стриппинга К-5 подается перегретый водяной пар в количестве 2,0 % масс. С нижней части дизельного стриппинга отводится дизельная фракция, которая насосом Н-7.1/Н-7.2 прокачивается через теплообменник Т-3, аппарат воздушного охлаждения АВО-3 и холодильник Х-4, в результате чего ее температура снижается до 40 °С. Полученные керосиновая и дизельная фракции поступают в товарный парк. Колонна К-2 также снабжена контурами циркуляционного орошения. Керосиновая фракция выходит из кармана сборной тарелки колонны на всас насоса Н-6.1/Н-6.2, охлаждается в теплообменнике Т-2 и возвращается на вышележащую тарелку колонны. Дизельная фракция выходит из кармана сборной тарелки колонны на всас насоса Н-8.1/Н-8.2, охлаждается в теплообменнике Т-4 и возвращается на вышележащую тарелку колонны. С низа колонны К-2 мазут насосом Н-9.1/Н-9.2 прокачивается через трубчатую печь П-2, где подогревается до температуры 370 °С и поступает в вакуумную колонну К-3. С верха вакуумной колонны К-3 выходят пары атмосферного газойля, которые охлаждаются и конденсируются в холодильнике Х-5. Затем атмосферный газойль поступает в емкость Е-5, в которой отделяется газ, поступающий на вакуумсоздающую аппаратуру (ВСА): барометрические конденсаторы и вакуум-насосы, а также вода. Легкий вакуумный газойль отводится в вакуумный приемник Е-3, затем насосом Н-10.1/Н-10.2 прокачивается через теплообменник Т-5, аппарат воздушного охлаждения АВО-4 и с температурой 80 °С направляется в товарный парк. Часть легкого вакуумного газойля после охлаждения в Т-5 возвращается в К-3 в качестве орошения. Тяжелый вакуумный газойль отводится в вакуумный приемник Е-4, затем откачивается насосом Н-11.1/Н-11.2 и охлаждается в теплообменнике Т-6, аппарате воздушного охлаждения АВО-5 и с температурой 80 °С направляется в товарный парк. Часть тяжелого вакуумного газойля после охлаждения в Т-6 возвращается в К-3 в качестве орошения. ИТК.18.02.09.122.КП.ПЗ Лист 26 Из куба вакуумной колонны К-3 отбирается гудрон и насосом Н-12.1/Н12.2 прокачивается через теплообменник Т-7, аппарат воздушного охлаждения АВО-6 и с температурой 100 °С выводится с установки. 2.3 Характеристика сырья, вспомогательных материалов, реагентов, готовой продукции На установку ЭЛОУ-АВТ поступает нефть Краснокамышанского месторождения (лист ИТК.18.02.09.122.КП.ХС). Нефть Краснокамышанского месторождения имеет следующие характеристики, представленные в таблице 2.1. Характеристики сырья, вспомогательных материалов и продукции установки сведены в таблицы 2.2…2.3. Т а б л и ц а 2.1 – Общее исследование нефти Наименование показателя Величина показателя Относительная объемная масса, d420 0,8202 Молекулярная масса, М, кг/кмоль 205 Вязкость кинематическая: - при температуре 20 оС, 20 х 106, м2/с - - при температуре 50 оС, 50 х 106, м2/с 3,74 Температура вспышки, оС 5 Температура застывания, оС 21 Массовая доля парафина, % 19,0 Массовая доля серы, % 0,24 Массовая доля смол сернокислотных, % 24 Массовая доля смол силикагелевых, % 5,7 Массовая доля асфальтеновых углеводородов, % 0,68 Коксуемость, мас.доли, % 1,45 Зольность, мас.доли, % 0,040 Кислотное число, мг КОН/100 г нефти 0,35 Массовая доля фракций, % - от начала кипения до 200 оС 28,9 - от начала кипения до 350 оС 61,2 ИТК.18.02.09.122.КП.ПЗ Лист 27 Т а б л и ц а 2.2 – Характеристика сырья и вспомогательных материалов установки Наименование сырья, вспомогательных материалов Обозначение стандарта или технических условий Показатели качества Норма показателя по стандарту Область применения изготовляемой продукции 1 2 3 4 5 Плотность, кг/м³, от 784,0 при 20 °С до 870,0 Концентрация хлористых солей, 100 мг/дм³, не более Массовая доля во- 0,5 ды, %, не более Давление насыщенных паров кПа 66,7(500) (мм.рт.ст.), не более Массовая доля мех. примесей, % не боНефть, Нефтегазокон- ГОСТ Р лее денсатная смесь 51858-2020 Массовая доля се- 0,05 ры, %, не более Сырье установки ЭЛОУ-АВТ 1,8 Массовая доля сероводорода, млн⁻¹ 20 (ppm) не более Массовая доля метил- и этил меркаптанов млн⁻¹ (ppm), 40 не более Содержание хлорорганических соединений, млн⁻¹ 10 (ppm),не более ИТК.18.02.09.122.КП.ПЗ Лист 28 Продолжение таблицы 2.2 1 2 3 4 5 Защелачивание Щелочной раствор ГОСТ Р Концентрация, 55064-2012 % масс. обессоленной нефти, 2 бензина газового стабильного, керосиновой фракции Используется в ка- Масло индустри- ГОСТ Плотность при альное или аналог 20799-2022 20 °C, г/см3, не более честве затворной 870 жидкости торцевых уплотнений насосных агрегатов Давление, МПа от 0,6 до Предназначен для 0,8 подготовки оборудования к ремонтным работам, инертизации аппаратов и Азот ГОСТ 9293-74 трубопроводов пеОбъемная доля азота, % об. до 99,6 ред заполнением их продуктом, для вытеснения продукта из электродегидраторов при аварийном освобождении Давление, МПа Температура,°С от 0,09 до 0,2 окр.среды честве топлива печи, Массовая конценПриродный газ Используется в ка- ГОСТ Р трация сероводоро- 57413-2017 да, г/м³, не более ный коллектор в ка- Массовая концен- честве продувочного трация меркаптановой серы, г/м³, не 0,02 подается в факель- газа 0,036 более ИТК.18.02.09.122.КП.ПЗ Лист 29 Окончание таблицы 2.2 1 2 3 4 5 Масса механических примесей в 1 м³, г, не 0,001 более Теплота сгорания низшая, ккал/м³, не 7600 менее Давление, МПа Водяной пар от 0,6 до Используется для 0.9 технологических нужд, обогрева ем- ГОСТ Р 54405-2011 Температура, °С от 160 до 180 костного оборудования, подготовки оборудования к ремонтным работам Вода оборотная ГОСТ Р 25151-82 Давление в сети, от 0,4 до Предназначена для МПа 0,6 охлаждения получаемых жидких нефте- Температура, °С продуктов в водя- от 5 до 32 ных холодильниках Т а б л и ц а 2.3 – Характеристика продукции установки Наименование продукции Обозначение стандарта или технических условий 1 2 Показатели качества Норма показателя по стандарту Область применения изготовляемой продукции 3 4 5 Сумма пропана и пропилена, %, не Углеводородный ГОСТ Р менее газ 52087-2018 Объемная доля жидкого осадка при 75 Используется в качестве топлив- 1,6 ного газа 20 °С,%, не более ИТК.18.02.09.122.КП.ПЗ Лист 30 Продолжение таблицы 2.3 1 2 3 4 5 Давление паров при 45 °С, МПА, не бо- 1,6 лее Доля сероводорода, %, не более Содержание серы, % Содержание ароматических УВ,% Бензиновая фракция (НК…180 °С) ГОСТ Р 325132013 Концентрация смол, мг на 100 см³ 0,01 До 0,05 До 45 До 5 Используется как компонент (сырье) для получения автомобильных бензинов, в качестве Плотность при От 740 до сырья вторичных 15 °С, кг/м³ 780 процессов переработки нефти Фракционный состав, °C: - 10 % перегоняется при температуре, не выше 220 - 90 % перегоняется при температуре, не Керосиновая фракция (160…250 °С) ГОСТ Р 102272013 выше Используется 290 Кинематическая вязкость мм²/с при как компонент топлива для ре- 1,6 ∙ 10⁻⁵ 20 °С, не более активных двигателей Температура вспышки определяемая в закрытом 28 тигле, °С, не выше Высота некоптящего пламени, м, более 20 ∙ 10⁻³ ИТК.18.02.09.122.КП.ПЗ Лист 31 Продолжение таблицы 2.3 1 2 3 4 5 Содержание фактических смол, не более 7,0 мг/ 100 см³ топлива Объемная доля ароматических УВ, не более 25 % Температура начала кристаллизации, °С, минус 50 не более Массовая доля общей серы, %, не более 0,1 Массовая доля меркаптановой серы, %, 0,001 не более Содержание механических примесей и отс. воды Термоокислительная стабильность при контрольной температу- 275 ре, °C, не ниже Фракционный состав, °С: Дизельная фракция (200…360 °С) ГОСТ Р 3052013 - 10 % перегоняется Используется при температуре, не для приготов- ниже 160 ления дизель- - 90 % перегоняется ного топлива при температуре, не или как топли- ниже 360 товое (светлое) Кинетическая вязкость, мм²/с при ва печное бы- 8,00 20 °С, не более ИТК.18.02.09.122.КП.ПЗ Лист 32 Продолжение таблицы 2.3 1 2 3 4 5 Температура вспышки, определяемая в закры- 45 том тигле, °С, не ниже Массовая доля серы, %не более, в топливе: - вида ⅠⅤ 0,5 - видаⅤ 1,1 Температура застывания, °С, не выше минус 5 Содержание водорастворимых кислот и отсутствие щелочей Плотность при 15 °С, кг/м³ Температура вспышки,°С, не менее Температура застываЛегкий вакуумный газойль (340…380 °С) ТУ 19.20.26016791981692017 ния,°С, не выше Массовая доля воды, % до 0,5 Зольность, % до 0,1 Кислотность, мг KOH на 100 см (350…550 °С) минус 5 до 0,5 мм/с при 20 °С ный газойль 40 Массовая доля серы, % Кинетическая вязкость, Тяжелый вакуум- До 860 Используется как сырье установки каталитического крекинга до 6 до 5 ТУ 19.20.26- Используется как 016- Плотность при 79198169- 15 °С, кг/м³ 850-1000 2017 ИТК.18.02.09.122.КП.ПЗ сырье установки каталитического крекинга Лист 33 Окончание таблицы 2.3 1 2 3 4 5 Температура вспышки,°С, не ме- 65 нее Температура застывания,°С, не менее Массовая доля серы, % Массовая доля воды, % Зольность, % 8 до 1,0 до 0,5 до 1 Кинетическая вязкость, мм/с до 20 при 20 °С Кислотность, мг KOH на 100 см до 5 Вязкость условная при 80 °С с диаметром отверстия 5 мм, от 41 до 60 градусы ВУ Температура вспышки, в откры- 200 Используется Гудрон ТУ 0258-009- том тигле,°С не ни- как сырье для (выше 500 °С) 49247367-2005 же получения биту- Плотность при от 980 до 20 °С, кг/м³ 1000 Содержание воды следы ма Температура размягчения по кольцу 25 и шару, °С, не ниже ИТК.18.02.09.122.КП.ПЗ Лист 34 2.4 Материальный расчет производства Под работой по схеме основного технологического процесса понимается время, в течение которого технологическая установка перерабатывается сырьё и выдаёт установленную товарную продукцию. Режим работы основного оборудования технологических установок НПЗ – непрерывный, круглосуточный. Материальное исполнение оборудования, трубопроводов, арматуры должны выбираться на основании срока эксплуатации завода не менее 30 лет, с учетом климатических условий и среды в оборудовании. Внутренние детали для сосудов, теплообменников, колонн, сепараторов, АВО, арматуры (трубные пучки, тарелки, каплеотбойники и т.п.), которые могут быть легко заменены в ходе ремонтных работ, должны быть рассчитаны на срок эксплуатации не менее 10 лет при нормальных рабочих условиях. Часовую производительность установки по сырью Gч, кг/ч, определяем отношением мощности установки к годовому фонду времени работы установки: Gч. Gгод. 1000000 1000 , Ф (2.1) где Gгод – мощность установки по сырью, млн т/год; Ф – годовой фонд времени, Ф= 8000 тыс. ч/год. 𝐺ч. = 5,2 × 1000000 × 1000 = 650000 кг/ч. 8000 Суточную производительность установки по сырью Gсут, т/сут, рассчитываем по формуле: Gсут Gч раб 1000 , (2.2) где Gч – часовая производительность установки по сырью, кг/ч; раб – суточный фонд времени, раб = 24 часа. ИТК.18.02.09.122.КП.ПЗ Лист 35 𝐺сут = 650000 × 24 = 15600 т/сут. 1000 Построим график ИТК Краснокамышанской нефти. На кривую ИТК сырья наносим начало и конец кипения, температуры границ деления фракций и разбивку на узкие фракции. Исходные данные для расчета сведены в таблицу 2.4. Т а б л и ц а 2. 4 – Разгонка (ИТК) Краснокамышанской нефти Номер фракции Температура выкипания фракции при 101,3 кПа, °С 1 Выход (на нефть), % отдельных фракций суммарный 2 3 4 1 28…60 1,6 1,6 2 60…70 2,0 3,6 3 70…80 1,8 5,4 4 80…90 1,4 6,8 5 90…100 1,4 8,2 6 100…110 1,3 9,5 7 110…120 1,6 11,1 8 120…130 1,9 13,0 9 130…140 2,3 15,3 10 140…150 2,2 17,5 11 150…160 2,3 19,7 12 160…170 2,8 22,5 13 170…180 2,2 24,7 14 180…190 2,0 26,7 15 190…200 2,2 28,9 16 200…210 2,1 31,0 17 210…220 3,0 34,0 18 220…230 2,4 36,4 19 230…240 1,3 37,7 20 240…250 2,4 40,1 ИТК.18.02.09.122.КП.ПЗ Лист 36 Окончание таблицы 2.4 1 2 3 4 21 250…260 2,5 42,6 22 260…270 1,7 44,3 23 270…280 1,4 45,7 24 280…290 2,6 48,3 25 290…300 2,2 50,5 26 300…310 2,6 53,1 27 310…320 1,8 54,9 28 320…330 3,4 58,3 29 330…340 2,0 60,3 30 340…350 0,9 61,2 31 Остаток 38,8 100,0 Для расчета материального баланса принимают границу деления фракций, равную средней температуре интервала кипения распределенных в смежных фракциях компонентов. Полученные данные сводятся в таблицу 2.5 и наносятся на кривую ИТК. Т а б л и ц а 2.5 – Интервалы кипения и зоны перекрывания фракций Температурные границы деления фракций н.к. к.к. от до Интервал распределения компонентов УВ газ - 28 - - 28 - - - ЛБФ 28 120 30 28 105 66,5 47,25 85,45 ТБФ 90 170 40 105 150 127,5 116,25 138,75 КФ 130 240 40 150 220 185 167,5 202,5 ДФ 200 350 30 220 335 277,5 248,75 306,25 ЛВГ 320 370 10 335 365 350 342,5 357,5 ТВГ 360 510 10 365 505 435 400 Гудрон 500 - - 525 - - - Фракция Интервал кипения, °С tср Промежуточная t до tср Промежуточная t после tср ИТК.18.02.09.122.КП.ПЗ 470 Лист 37 По кривой ИТК определяем содержание каждой узкой фракции. Данные сводятся в таблицу 2.6. Т а б л и ц а 2.6 – Данные для номограмм нефтяных фракций ЛБФ Фракция 1-ая промеж. 2-ая промеж. 3-ая промеж. 4-ая промеж. Всего ТБФ КФ ДФ ЛВГ ТВГ % мас t % мас t % мас t % мас t % мас t % мас t 0,8 28 1,3 105 3 150 5 220 1 335 5,4 365 2 47,2 5 2 4,2 167,5 6 248,7 5 0,4 342, 5 7,8 400 3 66,5 2,4 2,7 185 7 277,5 2 350 8,6 435 5 85,4 5 2,7 5 202,5 7 306,2 5 1 357, 5 8,8 470 10,8 105 8,4 14,9 220 25 335 4,4 365 30,6 505 116, 25 127, 5 138, 75 150 Строим номограммы содержания узких фракций по данным из таблицы 2.6. Проводим прямую линию из левого верхнего угла в правый нижний. Площадь фигуры под прямой линией пропорциональна доле фракции, оставшейся в легком продукте, над линией – доле фракции, перешедшей в тяжелый продукт. Доли фракций рассчитываем пропорционально площади фигур, отсекаемых линией. Рассчитываем содержание каждой фракции с нарастанием. Результаты расчетов сводятся в таблицу 2.7. Фактический отбор фракций рассчитывается в таблице 2.8. Т а б л и ц а 2.7 – Содержание фракций Всего, % масс. Осталось в легком продукте, % масс. Перешло в тяжелый продукт, % масс. 10,8 1,445 9,355 8,4 4,8 3,6 Керосиновая фракция 14,9 9,99 4,91 Дизельная фракция 25 13,78 11,22 4,4 2,695 1,905 25,725 7,687 18,038 Фракция Легкая бензиновая фракция Тяжелая бензиновая фракция Легкий вакуумный газойль Тяжелый вакуумный газойль ИТК.18.02.09.122.КП.ПЗ Лист 38 Т а б л и ц а 2.8 – Потенциальный и фактический отбор фракций Фракция Потенциальное содержание в сырье, П, % мас. Коэффициент отбора, Коi Фактический отбор фракции, Фi, % мас. Углеводородный газ 2 1 2/1,99 10,8 0,99 10,69/10,63 8,4 0,98 8,23/8,18 14,9 0,97 14,45/14,37 25 0,95 23,75/23,64 4,4 0,91 4,18/4,16 25,725 0,85 21,86/21,76 Гудрон 10,575 1,40330969 14,84/14,77 Итого: 100,00 Легкая бензиновая фракция Тяжелая бензиновая фракция Керосиновая фракция Дизельная фракция Легкий вакуумный газойль Тяжелый вакуумный газойль 100,00 На основе фактического отбора фракций составляем материальный баланс установки (8000 часов работы в год) с учётом потерь в количестве 0,5 % . Расчет сведен в таблице 2.9. Т а б л и ц а 2.9 – Материальный баланс установки Количество Статьи 1 тыс. т/г т/сут кг/ч % масс. 2 3 4 5 Приход Сырая нефть 5200 15600 650000 100 Вода на промывку 260 780 32500 5 Водяной пар на ректификацию 520 1560 65000 10 Всего: 5980 17940 747500 115 Расход Углеводородный газ 103,48 310,44 12935 1,99 Легкая бензиновая фракция 552,76 1658,28 69095 10,63 ИТК.18.02.09.122.КП.ПЗ Лист 39 Окончание таблицы 2.9 1 2 3 4 5 Тяжелая бензиновая фракция 425,36 1276,08 53170 8,18 Керосиновая фракция 747,24 2241,72 93405 14,37 Дизельная фракция 1229,28 3687,84 153660 23,64 216,32 648,96 27040 4,16 1131,52 3394,56 141440 21,76 Гудрон 768,04 2304,12 96005 14,77 Потери 26 78 3250 0,5 Сточная вода 780 2340 97500 15 Всего: 5980 17940 747500 115 Легкий вакуумный газойль Тяжелый вакуумный газойль Материальный баланс установки представлен в графической части курсового проекта (лист ИТК.18.02.09.122.КП.МБ). ИТК.18.02.09.122.КП.ПЗ Лист 40 Заключение С учётом вышеизложенного и анализа выполненных расчётов, можно оделать вывод о том, что строительство проектируемой установки АВТ мощностью 5,2 млн т/год целесообразно и выгодно. Получаемые на данной установке фракции, а именно: бензиновая, керосиновая, дизельная, газойли (лёгкий и тяжёлый), гудрон, соответствуют требованиям рынка к готовой продукции и, как следствие, могут использоваться для удовлетворения потребностей региона и поставки на экспорт. В данном проекте максимально воспроизведена рекуперация тепла горячих потоков для нагрева холодных, что рационально с точки зрения экономии ресурсов на нагрев и охлаждение. Также в проекте предусмотрены аппараты воздушного охлаждения с целью уменьшения расхода воды и снижения капитальных и эксплуатационных затрат на очистные сооружения, градирни, насосные, а также затрат электроэнергии на перекачку воды. Разработано 3 чертежа формата А3: - ИТК.18.02.09.112.КП.ТС Технологическая схема на одном листе формата А3. - ИТК.18.02.09.112.КП.МБ. Материальный баланс на одном листе формата А3. - ИТК.18.02.09.112.КП.ХС. Характеристика сырья на одном листе формата А3. ИТК.18.02.09.122.КП.ПЗ Лист 41 Список использованных источников 1 Нефтяная и нефтеперерабатывающая промышленность России. Итоги 2009-2016 гг. Прогноз до 2015 года. – М.: Информационное агентство "INFOLine", 2016. – 533.с. 2 Гуреев Л.А. Разделение водонефтяных эмульсий: учеб. пособие. / Л.А. Гуреев [и др.]. – М.: ГУП Изд-во «Нефть и таз» РГУ нефти и таза им. И М. Губкина, 2002. - 95 с. 3 Нефтяная и нефтеперерабатывающая промышленность России 2012 – 2020 гг. – М.: Информационное агентство "INFOLine", 2017. – 239.с. 4 Глаголева О.Ф., Капустин. В. М. Технология переработки нефти. В 2 ч. Ч.1. Первичная переработка нефти: учеб. пособие для вузов – М.: Химия, КолосС, 2007. – 400 с. 5 Баннов П.Г. Процессы переработки нефти – М.: ЦНИИТЭнефихим, 2000. – 224 с. 6 Мановян А.К. Технология первичной переработки нефти и природного газа – М.: Химия, 2001. – 568 с. 7 Вержичинская С.В., Дигуров Н.Г., Синицин С.А. Химия и технология нефти и газа: учеб. пособие. – М.: ФОРУМ: ИНФРА-М. 2007. – 400 с. 8 Капустин В.М., Кукес С.Г., Бертолусини Р.Г. Нефтеперерабатывающая промышленность США и бывшего СССР. – М.: Химия, 1995. – 305 с. ИТК.18.02.09.122.КП.ПЗ Лист 42 Приложение А Кривая ИТК Краснокамышанской нефти 600 Н.К. Гудрон К.К. ТВГ 500 t2 ТВГ tcp ТВГ 400 t1 ТВГ К.К. ЛВГ Н.К. ТВГ t2 ЛВГ tcpЛВГ t1 ЛВГ К.К. ДФ Н.К. ЛВГ t2 ДФ 300 tcp ДФ t1 ДФ К.К. КФ Н.К. ДФ 200 t2 КФ tcp КФ t1 КФ К.К. ТБФ Н.К. КФ t2 ТБФ tcpТБФ t1 ТБФ К.К. ЛБФ Н.К. ТБФ 100 t2 ЛБФ tcp ЛБФ t1 ЛБФ Н.К. ЛБФ 0 0 20 40 60 80 100 120 Рисунок А.1 – Кривая ИТК нефти Краснокамышанского месторождения ИТК.18.02.09.122.КП.ПЗ Лист 43 Приложение Б Гистограммы перекрывания фракций 6 5 5 4 3 3 2 2 1 0,6 0 Рисунок Б.1 – Гистограммасодержания легкой бензиновой фракции 3 2,7 2,4 2,5 2 2 1,5 1,4 1 0,5 0 Рисунок Б.2- Гистограмма содержания тяжелой бензиновой фракции ИТК.18.02.09.122.КП.ПЗ Лист 44 6 5 5 4,2 4 3 2,8 3 2 1 0 Рисунок Б.3- Гистограмма содержания керосиновой фракции 8 7 7 7 6 6 5,2 5 4 3 2 1 0 Рисунок Б.4- Гистограмма содержания дизельной фракции ИТК.18.02.09.122.КП.ПЗ Лист 45 2,5 2 2 1,5 1 1 1 0,6 0,5 0 Рисунок Б.5- Гистограмма содержания фракции легкого вакуумного газойля 10 8,6 9 7,8 8 7,8 7 6 5,4 5 4 3 2 1 0 Рисунок Б.6- Гистограмма содержания фракции тяжелого вакуумного газойля ИТК.18.02.09.122.КП.ПЗ Лист 46 ИТК.18.02.09.122.КП.ПЗ Лист 47 ИТК.18.02.09.122.КП.ПЗ Лист 48 ИТК.18.02.09.122.КП.ПЗ Лист 49
